Турбинное бурение, способ бурения с применением в качестве рабочего органа турбобура. Радикальное решение проблемы Т. б. было получено с использованием многоступенчатого турбобура при скоростном вращении долота, равном 600—800 об/мин. В пределах этих скоростей вращения зубчатые конические шарошки долота при осевых нагрузках до 1—1,5 т/см диаметра долота при перекатывании по забою эффективно разрушают породу, обеспечивая интенсивное углубление забоя. С начала 50-х гг. Т. б. — основной метод бурения в СССР и составляет 70—80% от общего объёма проходки скважин на нефть и газ (1975).
Создание способа наклонно-направленного Т. б. позволило проходить наклонные скважины с теми же скоростями, что и вертикальные. Большое экономическое значение наклонно-направленное Т. б. получило при кустовом бурении с морских оснований на Каспийском море и в Западной Сибири. Для повышения износостойкости шарошечных долот Т. б. осуществляется при 300—400 об 1 мин, а в сверхглубоких скважинах — 150—250 об/мин. Высокооборотные турбобуры используются в основном при бурении алмазными долотами.
Применение турбобуров с наклонной линией давления позволяет контролировать скорость вращения долота на забое и оптимизировать режимы бурения. Максимальные механические скорости бурения в мягких породах при Т. б. до 40—50 м/ч.
Т. б. применяется в породах любой крепости (твёрдости) как в эксплуатационном, так и разведочном бурении. Максимальная глубина скважины, достигнутая при Т. б., 7500 м.
Лит. см. при ст. Турбобур.
Р. А. Иоаннесян.
Рис. 1. Секционный шпиндельный турбобур: 1 — статор турбины; 2 — ротор турбины; 3 — радиальный резинометаллический подшипник; 4 — конусошлицевая муфта; 5 — сальник; 6 — многоступенчатая осевая опора; 7 — верхняя секция; 8 — нижняя секция; 9 — шпиндель.
Рис. 2. Турбобур с разделённым потоком: 1 — верхняя секция; 2 — нижняя секция; 3 — низконапорная турбина; 4 — высоконапорная турбина; 5 — зона разделения потока.